一种风化壳油藏流道调整施工段塞设计方法

技术领域

本发明涉及油气田开发技术领域，特别涉及一种风化壳油藏流道调整施工段塞设计方法。

背景技术

油气田开发过程中，常采用段塞驱替来提高采收率，现有技术中的相关段塞大多涉及风化壳油藏表活剂驱油、砂岩复合调驱、砂岩聚合物驱油、以及裂缝性低渗油藏凝胶封堵的等领域，这些段塞无法在风化壳碳酸岩盐油藏表层风化壳空腔流-管流-渗流耦合流道调整施工中直接应用。

例如，专利CN105840156A(一种多段塞复合调驱工艺)公开了一种多段塞复合调驱工艺,工艺包括下列步骤：(1)首先注入前置段塞，前置段塞先注入质量浓度为0.5％生石灰水50m

又如，文献(张兵.裂缝性油藏多段塞凝胶调剖技术研究及应用[J].油田化学，2016,33(1):46-50)为了研究多段塞调剖剂对裂缝性低渗透油藏调剖机理及效果，通过室内可视化裂缝模型，研究了多段塞调剖剂对单一裂缝封堵及对复合裂缝系统调剖物理过程，阐述了裂缝性低渗透油藏多段塞调剖机理，并在延长东部油田进行了多段塞深部调剖矿场试验。室内实验及矿场试验表明：对于单一裂缝，多段塞调剖封堵过程分为两个阶段：凝胶充填阶段和凝胶压实阶段，小段塞多轮次注入调剖剂比大段塞连续注入的后水驱压力梯度提高2倍以上；对于复合裂缝系统，多段塞调剖封堵过程则包含三个阶段：调剖剂选择性进入阶段、凝胶充填阶段和凝胶压实阶段，最终使裂缝系统吸水剖面得到最大改善。延长东部油田试验区经过多段塞深部调剖后，注水井都已正常注水，注水压力由0.25MPa上升到8.5MPa，注水量由2.0m

发明内容

针对上述问题，本发明旨在提供一种风化壳油藏流道调整施工段塞设计方法。

本发明的技术方案如下：

一种风化壳油藏流道调整施工段塞设计方法，包括以下步骤：

向所述风化壳油藏的井中依次注入前置段塞、主体段塞、加强段塞、高压水段塞；

所述前置段塞由油田水、流道调整颗粒、油田水组成；

所述主体段塞和所述加强段塞均由第一段塞、第二段塞、第三段塞组成，所述第一段塞为油田水，所述第二段塞为流道调整颗粒，所述第三段塞为聚合物溶液，所述第二段塞和所述第三段塞交替设置若干组；

所述高压水段塞为油田水，所述高压水段塞的量为流道调整施工前该井一个注水周期一半的注水量，所述高压水段塞的注入压力比流道调整施工前该井的注水压力高0-5MPa。

作为优选，所述前置段塞两次油田水的量均为井筒容积，所述前置段塞的流道调整颗粒的量通过段塞定量原则进行界定。

作为优选，所述主体段塞的第一段塞的量为井筒容积，所述主体段塞的第二段塞的量通过段塞定量原则进行界定，所述主体段塞的第三段塞的量为20-50方。

作为优选，所述加强段塞的第一段塞的量为井筒容积，所述加强段塞的第二段塞浓度根据前一组段塞的注入压力进行确定，具体的：

若施工过程中无压力爬坡现象出现，则所述加强段塞的第二段塞的量通过段塞定量原则进行界定，所述加强段塞的第三段塞的量为20-50方；

若施工过程中第二段塞注入压力明显高于前一组段塞，则直接注入所述第三段塞，所述加强段塞的第三段塞的量为井筒容积。

作为优选，所述段塞定量原则为：段塞量×段塞浓度<0.5倍裸眼段体积。

作为优选，所述流道调整颗粒为软弹体。

作为优选，所述软弹体为AM-AMPS-NVP三元共聚物，且所述软弹体充填有0-5％摩尔比的膨润土。

本发明的有益效果是：本发明采用分段段塞的方法依次注入前置段塞、主体段塞、加强段塞、高压水段塞四部分，且各段塞使用的产品和用量不同，最终使得本发明能够确保风化壳油藏流道调整施工过程中颗粒的有效注入，同时确保施工后的注水开发效果。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为实施例1风化壳油藏流道调整施工曲线示意图。

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明进一步说明。需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的技术特征可以相互结合。需要指出的是，除非另有指明，本申请使用的所有技术和科学术语具有与本申请所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。

实施例1

塔河油田某区某单元A井组为典型风化壳岩溶油藏井，该井组共有A、B、C、D、E和F六口井。A井组位于该单元的主力油气单元，单元油气富集，该单元累产油58.34万吨，单元剩余可采储量33万吨，地质潜力较大。A井与B井动态响应明显，井间有明确的连通关系，且示踪剂数表明同E井、F井等次方向井存在连通通道，且区域内断裂、储集体发育，具备调流后重新建立注采关系的潜力。因此，A井具有开展流道调整的潜力。

前期开展了2轮次流道调整试验，注入量均小于5吨，未达到调流施工目的。建议实施第三轮流道调整，抑制A-B井组水驱流道，动用新的次级通道。

调流材料优选：结合A井地质资料、钻完井资料及注水资料，判断A井近井地带对颗粒和液体的吸收能力较差，因此，本次施工选取粒径小于10mm软弹体颗粒(AM-AMPS-NVP三元共聚物，且所述软弹体充填有0-5％摩尔比的膨润土，具有耐高温高盐，可变型，具备一定强度等特点)，用瓜胶溶液做隔离段塞(第三段塞)。

调流段塞浓度确定：结合目前油井管柱，裸眼段容积为9.66m

前置段塞试注：以3m

主体段塞及加强段塞注入：选取更大粒径的软弹体颗粒注入，具体施工过程如表1所示：

表1主体段塞及加强段塞施工过程参数

高压水段塞注入：撤出施工的地面设备，恢复单元管线注水，注水压力控制在最高15MPa，注水量为该井前一周期注水量的一半，停注，检测其余五口井的生产情况。

该井组中F井明显受效，生产过程中含水降低，产液量增加，受效达424天，单井次增油5233.61t。

需要说明的是，本发明中直接使用油田水，其中的杂质不会影响本发明段塞设计方法效果的实现，能够循环利用水资源，减少浪费；但是，其并非对本发明中水的限制，本领域的技术人员可以使用其他如自来水、地层水等水资源进行替换。

以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。